水分导致SF电压互感器爆炸

水分导致SF6电压互感器爆炸摘要：通过对一一台110kkV单相SF6电压互感器器突然爆炸事事故的调查发发现，该站其其余电压互感感器的气体水水分全部严重重超标。分析析认为，SF6气体水分太太高和气温突突降是导致爆爆炸的主要原原因。关键字：电压互互感器绕组闪络水分2001年年，运行只有有2年的SF6气体绝缘变变电站(GIS)的一台110kkV单相电压互互感器，在正正常运行情况下下突然发生爆爆炸。事故后对一一台刚刚退出出运行且与爆爆炸那台完全全相同的SF6电压互感器器进行检查时时，发现SF6气体中水分分竟然高达4330μ/L，超过运行行标准3倍多。1事故调查1.1现场调调查事故发生当当天，无雷击击，无操作。爆爆炸发生时避避雷器无动作作，一只电压压表指示由于于119kkV（相电压69kV）下跌至93kV。上级站故障障录波显示：：无过电压，有有单相短路电电流约1kA,历时不足1s。对现场爆爆炸残骸调查查研究认为，盘盘式绝缘子绝绝缘表面、底底均压罩表面面和绕组内部部均无烧伤痕痕迹，而一次次绕组裸露表表面被严重烧烧损，因此故故障部位应在在一次绕组的的裸露表面。因此可以认认定，这次事事故是在正常常运行电压下下发生的电压压互感器一次次绕组裸露表表面闪络事故故，是由闪络络引起燃弧，燃燃弧引起SF6气压上升，最最后在无防爆爆膜的情况下下发生的爆炸炸事故。1.2原因推推测根据故障部部位和故障性性质可以推断断故障原因只只有二种可能能：①绕组裸露表表面短路；②绕组裸露表表面绝缘电阻阻降低。由于现场调调查发现底均均压罩表面和和绕组内部均均无烧伤痕迹迹，可排除第第①种可能。而能使绕组组裸露表面绝绝缘电阻降低低的条件，只只可能是绕组组表面绝缘老老化或者结露露。由于设备备才投入运行行2年，绝缘不不可能老化，所所以只能是结结露。即爆炸炸是由于漏气气受潮引起的的。1.3水分普普查经过了解，该该站自从投入入运行2年来，所有有设备尚未补补过气，显然然不存在明显显漏气问题。经经对与爆炸那那台完全相同同的一台电压压互感器进行行检测，SF6气体中水分分含量高达4330μ/L，超过1000μ/L的运行标准3.33倍!这说明对爆爆炸原因的推推测是正确的的。经过全面展展开水分普查查，得出以下下几个结果：：(1)电电压互感器的的水分全部超超标，电流互互感器的水分分部分超标，其其他设备的水水分均不超标标。(2)第第一代0.5级电压互感感器的水分大大约是第二代代0.2级电压互感感器的2倍、电流互互感器的5倍。(3)水水分大约与绕绕组体积成正正比。1.4气象咨咨询结露必须具具备过量水分分和气温下降降2个条件。爆爆炸发生正值值夏秋之交，经经向当地气象象台进行咨询询，了解到在在爆炸前5天，夏季的的持续高温(高温接近40℃，低温在30℃左右)突然中止，第第一次最低气气温降到23.4℃。爆炸前2天有降雨，爆爆炸时气温又又回升到最高高。1.5试验检检查所有互感器器设备返厂后后先做水分模模拟试验，然然后再解体检检查。由于无法模模拟立秋前夕夕的气温变化化，所以水分分模拟达到4330μ/L仍然没有引引起绕组结露露，以至于80%出厂值的感感应耐压试验验依然能够通通过，仅仅局局部放电略有有增大。解体体检查结果，没没有发现设计计和制造缺陷陷，一致认为为设计合理，制制造规范。1.6调查结结果这次事故是是在无操作、无无过电压、运运行电压完全全正常，然而而水分罕见超超标和气温突突降的背景下下发生的电压压互感器绕组组闪络事故。闪闪络是过量水水分遇到气温温下降在绕组组表面结露、使使绝缘下降而而引起的。闪闪络发展到燃燃弧、气压急急剧上升，最最后在无防爆爆装置的情况况下发生爆炸炸。2事故分析2.1水分来来源SF6气体体中水分有5个来源：(1)充充入的干燥净净化不彻底的的回收SF6气体中所含含水分。(2)组组装或检修时时带入的水分分。(3)绝绝缘件带入的的水分。在长长期运行过程程中，这部分分水分会慢慢慢地释放出来来。(4)吸附剂带入入的水分。(5)透透过密封件渗渗入的水分。其中，前44个是内源，是是设备器件水水分处理不彻彻底造成的，最最后一个是外外源，就是设设备漏气。由由于该站没有有发现任何设设备漏气，所所以水分主要要来源于前4个内源。因因为该站没有有设备检修过过，上述水分分的第1、2、4个来源对于于该站所有设设备都是基本本相似的，唯唯有第3来源才具有有特殊性而各各不相同。所所以，由此可可以判断，该该站电压互感感器超标的水水分主要来自自绝缘件带入入的水分。众所周知，电电压互感器有有一个匝数层层数非常多的的绕组，比电电流互感器多多得多。1台110kkV电压互感器器的一次绕组组是由多达数数万匝的漆包包线一层一层层地卷绕起来来的，层与层层之间要用大大面积绝缘薄薄膜隔离。显显然，匝数层层数越多，气气隙含量就越越多，隔离用用的绝缘薄膜膜就越多。这这些气隙、漆漆膜和绝缘薄薄膜都会吸附附大量的水分分，“一般估计为0.1%～0.5%(质量比)”。在卷绕之之前，对于这这些绝缘材料料进行水分处处理很困难。在在卷绕之后，匝匝数层数越多多、卷绕越紧紧，则绝缘薄薄膜对水分释释放和热传导导的阻力就越越大，通过抽抽真空和加热热等方法就很很难把这些吸吸附的水分彻彻底抽出来。于于是，电压互互感器绕组内内部就可能残残留大量水分分。在长期运运行过程中，特特别是在持续续高温季节，这这部分水分就就会慢慢地释释放到SF6气体中，出出现水分超标标现象。该站水分普普查发现的结结果也显示了了互感器水分分大约与绕组组体积成正比比。这更加证证明绕组是超超标水分的主主要来源。2.2SF66气体中水分分的危害SF6气体体中水分的危危害主要表现现在二个方面面：(1)水水分对SF6电弧分解产产物水解的结结果可能会产产生有强烈腐腐蚀作用的HF和H2SO3。(2)过过量的水分在在温度降低时时可能在绝缘缘件表面结露露而大大降低低绝缘件的表表面闪络电压压。由于电压互互感器在正常常运行时不容容易产生电弧弧、电火花和和电晕之类的的放电现象，可可能不会出现现SF6电弧分解产产物水解而产产生酸类的腐腐蚀剂。所以以，对于电压压互感器而言言，水分危害害主要是结露露闪络的危害害。大量研究表表明，当SF6气体中的水水分超过一定定浓度时，气气体中的水分分可能在绝缘缘子表面凝结结为露。此时时绝缘子沿面面闪络电压将将大为降低。例例如，当SF6气体中的水水分分压力达达到1867Pa时，绝缘子子交流沿面闪闪络电压将降降低2/3以上。运行经验也也证明，含水水量太高引起起的故障几乎乎无疑都是绝绝缘子或其他他绝缘件闪络络，这种故障障常发生在气气温突变时或或设备补气之之后。当露水水使固体绝缘缘表面闪络电电压降低到正正常运行电压压以下时，则则固体绝缘表表面势必发生生闪络，引起起故障。由于于绕组表面绝绝缘只是多层层有机绝缘薄薄膜，熔点低低、燃点低、容容易起弧，所所以，当电压压互感器的绕绕组发生闪络络后，会很快快由闪络发展展到燃弧，由由燃弧引起气气体膨胀，气气压急剧上升升。如果没有有防爆装置，则则就可能会引引起爆炸。由由此可见，水水分对电力设设备乃至电力力系统安全运运行的危害是是相当大的。因此，有关关SF6气体中水分分的标准十分分严格:运行标准为1000μ/L以下，交接接试验标准为为500μ/L以下，开关关出厂试验标标准为250μ/L，互感器出出厂试验标准准为1.50μ/L。2.3水分推推算既然事后检检测未爆互感感器含水分为为4330μ/L，那么爆炸炸那台的水分分应该更高，估估计在5000μ/L左右。为了进一步步确定爆炸那那台的水分，还还可以参考文文献并结合当当时气温进行行推算。结合该站实实际运行情况况及气象条件件，参考有关关资料，可以以确定气体水水分、实际露露点和交流沿沿面闪络电压压的对应数据据，如表1所示。表1气体水分分、实际露点点和交流沿面面闪络电压的的对应数据气体水分/μLL·L-15001000200030004000500060007000测量露点/℃-27-20-13-8-5-202实际露点/℃-10-2101519232730水分分压力/PPa24048096014401920240028803360交流沿面闪络电电压/%100100956030

(1)如如果水分超过过4000μ/L，温度低于19℃，则结露会会使交流沿面面闪络电压降降低到30%以下，从而而在正常运行行电压下，露露水足以使设设备的固体绝绝缘表面发生生闪络，危害害设备绝缘。(2)由由于爆炸近期期突然降温最最低为23.4℃，所以，只只有水分达到到5000μ/L左右，才可可能发生结露露，才可能在在正常运行电电压下发生闪闪络。5000μ/L就是爆炸互互感器的水分分在当时23.4℃气温下必须须达到的一定定浓度。根据水分普普查结果和当当时气温推算算来判断，爆爆炸互感器的的水分都应在在5000μ/L左右。这充分说明明，理论分析析与实际测量量结果是吻合合的。水分罕罕见超标和气气温突降是导导致爆炸的内内因和外因。2.4水分结结露当气温突然然下降时，首首先是设备外外壳温度开始始变化，外壳壳内表面首先先结露，绝缘缘件表面几乎乎不凝结水滴滴，随后绝缘缘件的温度下下降才逐渐达达到与外壳相相同的水平。当当气温回升时时，外壳温度度首先升高，其其内表面的水水滴随之蒸发发，此时绝缘缘件温度还未未回升，气体体中的饱和水水蒸气即在绝绝缘件表面结结露。这对绝绝缘件非常不不利。昼夜的的温差变化就就会出现上述述现象。同理，夏秋秋之交，持续续高温为电压压互感器内部部固体部分水水分向气体中中大量蒸发创创造了条件，使使气体中水分分含量达到一一年中最高，例例如达到5000μ/L左右。突然然降温到23.4℃，恰好达到到露点(23℃左右)，为在金属属壳体内表面面结露创造了了条件。然后后气温逐渐回回升，当气温温回升到最高高点，又为金金属壳体内表表面露水蒸发发、结露转移移到绝缘表面面创造了条件件。一旦一次次绕组绝缘表表面大量结露露，绕组绝缘缘强度大幅度度下降到出厂厂交流耐压值值230kkV的30%以下，则会会引起一次绕绕组绝缘沿面面闪络，最终终导致爆炸的的恶性事故。2.5所有未未爆电压互感感器都没有受受到水分危害害该站普查水水分最高为4330μ/L，都没有达达到当时气温温下结露所必必须的5000μ/L。这说明，除除了爆炸那台台之外，该站站其余所有设设备在当时气气温下都不会会发生结露，不不会受到水分分危害。解体体之后，在模模拟到4330μ/L水分状态时时，80%交流耐压试试验依然通过过。这个事实实也证明，即即便水分达到到4330μ/L，只要不结结露，绝缘状状态基本没有有下降。只要要对它们进行行水分处理，加加强水分监督督，就可以保保证设备安全全运行。但是，既然然普查水分最最高为43300μ/L，已经超过4000μ/L,那么，按照照表1的数据推算算，这样高的的水分在19℃左右不就会会发生结露从从而在正常运运行电压下发发生闪络吗?有关资料已已经证明，一一年之中气体体水分含量随随气温升高而而升高，反之之，一年之中中气体水分含含量也会随气气温降低而降降低，即冬季季气体水分最最低，夏季气气体水分最高高。这就是说说，气体中水水分是随气温温变化而变化化的。就该站电压压互感器来说说，因为密封封良好，内部部水分总量应应是不变的。内内部的水分不不仅仅分布在在气体中，而而且还有大量量的水分分布布在金属外壳壳内表面和绕绕组表面及其其内部，以及及导体表面、绝绝缘子表面、吸吸附剂内部等等部位。水分分分布是随气气温变化而变变化的，是动动态的。当气气温升高的时时候，固体吸吸附的水分就就向气体中蒸蒸发，而当气气温降低的时时候，固体又又从气体中吸吸收回水分。例例如水分为4330μ/L时，对应的的露点大约是是20℃，这4330μ/L水分是在高高于30℃时测得的，当当气温缓慢降降低到20℃以下时，气气体中水分要要随气温降低低而降低，不不再保持4330μ/L。而随着气气体中水分的的降低，相应应的露点也要要随气温降低低而降低，结结果气温还是是高于露点，还还是不能结露露。只有当气气温突然降低低到20℃以下，气体体中水分仍然然保持4330μ/L时，结露才才会发生，在在正常运行电电压下闪络才才会发生。3事故原因及及对策3.1制造原原因及对策制造厂对SSF6电压互感器器由于水分引引起爆炸，负负有一定责任任。尽管每一一台出厂的SF6电压互感器器的水分都是是按照比国家家标准更加严严格的企业标标准经过检验验合格的，特特别是在出厂厂之后，每一一台的水分还还要经过两关关的严格验收收，说这些产产品都是不合合格品，是不不符合标准的的，但事实结结论只能说明明水分检测经经不起长久的的考验，水分分合格后又出出现反弹现象象。值得一提的的是，电压互互感器水分普普遍超标并不不是个别制造造厂产品的特特有现象。该该站新更换的的国内最知名名厂家生产的的2台电压互感感器，还没有有投入运行，其其水分就已经经全部超过交交接试验标准准500μ/L，甚至接近近运行标准1000μ/L(分别是720μ/L和994μ/L)。这种现象象比较普遍，比比较严重，应应引起广泛注注意。如上所述，电电压互感器绕绕组中的大面面积绝缘薄膜膜和大量漆包包线的漆膜表表面吸附的水水分可能是大大量的，很难难被除尽。出出厂水分检验验合格只是一一种暂时的表表面现象。它它只说明设备备内部器件在在标准规定的的24h短期内释放放到SF6气体中的水水分没有超过过标准，不能能保证长期释释放到SF6气体中的水水分不会超过过标准。对于于这些残留在在电压互感器器绕组内部深深处的水分是是否被彻底清清除，制造厂厂在短时间内内很难做出判判断。这样就就可能会给运运行设备带来来隐患。因此，制造造厂不能满足足于产品水分分暂时合格的的检测报告，应应该多为用户户着想，适当当延长标准规规定的水分检检测时间，力力争多清除水水分。同时，更更加重要的是是，制造厂应应该从水源抓抓起，在产品品制造过程中中，摸索和采采用更加有效效的水分控制制和处理方法法，以便将水水分真正彻底底清除。3.2运行原原因及对策运行2年来来，